0 引言
四川盆地志留系小河坝组砂岩发现于20世纪50年代［1］，截至2018年底，小河坝组钻探井50余口，多口井钻遇油气显示或工业气流，如五科1井测试获气1.09×104 m3/d、太13井初测获气19×104 m3/d［1-2］，JZ1井测试获气2×104 m3/d，PQ2井中途测试获气2.5×104 m3/d，证实了小河坝组具有良好的天然气勘探前景［2］。前人［1，3-10］对小河坝组也进行了大量研究，多聚焦于沉积环境、储层特征［11-15］、成岩作用［16-17］、物源分析［10，18-20］、地球化学成藏特征［21-22］、勘探方向［1，21，23］及地层划分［24］等方面。研究早期，有学者认为四川盆地小河坝组为浅海沉积［3，7］，但随着研究的不断深入，学界普遍认为该区小河坝组为三角洲沉积环境［1，4-6，8-10］，发育致密储层，并进一步指出成岩作用是导致其致密化的主要原因；同时也提出小河坝组的烃源岩为下伏龙马溪组富有机质页岩，构造—岩性圈闭及岩性圈闭为勘探有利区［1，17-18］。但截至目前，在小河坝组尚未获得商业突破，是需要积极探索的新领域［1］。
位于盆地东南缘的南川地区上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组沉积厚层暗色页岩，页岩气资源量丰富，为南川地区乃至四川盆地的重要勘探目的层。截至2024年底，该地区提交页岩气探明储量超3 000×108 m3。在页岩气勘探过程中，多口目的层为龙马溪组的页岩气井在小河坝组钻遇了良好的气测显示，高气测层数为1~4层，厚度介于2~300 m之间，平均为103 m，气测全烃平均介于6.0%~92.8%之间，且多口井节流循环，点火后火焰高2~3 m。鉴于此，笔者选择南川地区作为研究对象，对下志留统小河坝组砂岩天然气成藏条件及成藏模式开展研究，以进一步揭示小河坝组的天然气勘探前景。
笔者通过对南川地区百余口井进行统计分析，以及对三泉镇小河坝组露头观察和采样，综合利用钻井、测井、录井及实验等资料，结合地震属性预测，从沉积特征、储层特征及输导体系等方面分析小河坝组天然气成藏条件及成藏模式，认为天然裂缝的发育是成藏的主控因素。研究成果指导优选页岩气老井上返测试小河坝组，取得勘探突破，对于四川盆地小河坝组气藏的勘探具有重要的指导意义。
1 地质概况
南川地区位于重庆市东南部（简称渝东南），构造上位于四川盆地东南缘的川东高陡构造带。受燕山中晚期NW向挤压和晚期NE向走滑作用等多期构造改造影响，南川地区呈现隆凹相间、东西分带的构造格局，整体表现出东南浅西北深、东南部与剥蚀区相连的特征。南川地区小河坝组内主要发育北东、近南北走向2组断层，总体为北东走向，延伸长度为1~30 km。三级断层断距较大，小于3 km，为构造带的分界断层，其余内部断层为四、五级断层，断距一般为0~1.4 km。结合构造特征，将南川地区划分为5个构造带，由东向西分别为石门、平桥、东胜、阳春沟及神童坝构造带。根据构造形态，平桥构造带可细分为平桥背斜、平桥南斜坡、双河口向斜，东胜构造带分为东胜背斜、东胜南斜坡、袁家沟向斜，阳春沟构造带分为阳春沟断背斜与阳春沟南斜坡（图1）。
露头及钻井揭示，南川地区基底为前震旦系板溪群浅变质岩，自下而上沉积震旦系、寒武系、奥陶系、志留系、二叠系、三叠系和侏罗系，缺失上志留统、泥盆系、石炭系、白垩系、古近系和新近系。其中，下志留统小河坝组上覆于下志留统龙马溪组，下伏于中志留统韩家店组，与上下地层均为整合接触。
2 小河坝组天然气成藏条件
2.1 沉积与地层特征
位于南川地区三泉镇的小河坝组露头出露完整，厚度为220 m，岩性主要为中—厚层的泥质粉砂岩、钙质粉砂岩夹泥质条带，发育平行层理［图2（a）］，下部见生物化石，顶部粒度变粗，为灰白色、灰黄色含泥细砂岩。整体粒度细、泥质含量高，反映了弱物源供给和强水动力的沉积环境。
南川地区钻井揭示小河坝组岩性主要为灰色粉砂岩、灰色粉砂质泥岩、灰色泥质粉砂岩或夹泥质条带，发育平行层理、脉状层理及微型软沉积变形构造，如碟状构造、火焰构造、砂球构造［图2（a）］，反映快速沉积的三角洲前缘沉积环境［19］。小河坝组下部GR曲线表现为高值（100~170 API）、齿化特征，岩性主要为灰色粉砂质泥岩、灰色泥质粉砂岩；上部GR值较下部低，为70~150 API，呈齿化特征，岩性以灰色泥质粉砂岩夹灰色粉砂质泥岩为主，厚度一般介于60~110 m之间，其顶部普遍发育一套低GR值（70~90 API）的粉细砂岩，厚2~20 m。小河坝组GR曲线形态多为钟形或漏斗状，为远沙坝、河口坝沉积微相［图2（b）］。
2.2 储层特征
2.2.1 岩性特征
2.2.2 成岩特征
在一定的条件下，黏土矿物之间可发生转化作用。在压实作用进行的同时，随埋深的加大，压力和温度的增高，黏土矿物层间水逐渐释放，层间阳离子移出，高岭石转化为蒙脱石、伊利石或绿泥石；蒙脱石先形成伊/蒙混层，随成岩作用的增强，最终转化为伊利石或绿泥石。伊/蒙混层黏土矿物中蒙脱石层的含量和成岩作用的强度成反比［25］。南川地区小河坝组伊利石含量为34%~50%，平均为43.5%，伊/蒙混层平均含量为28.3%。绿泥石平均含量为28.2%，伊/蒙混层比为7.9%，揭示成岩作用强，成岩作用已达到晚成岩期。在同生期及早成岩期的压实、胶结、重结晶的成岩作用使小河坝组砂岩变得相当致密，晚成岩期形成的次生孔隙极少［16］。
2.2.3 储集空间类型及特征
南川地区NY1井小河坝组岩心尺度宏观天然裂缝以层理缝、水平缝、溶蚀缝、收缩缝为主，部分裂缝被方解石、泥质充填，其中缝合线多见于粉砂岩中，缝宽约为1 mm，缝长5~40 cm，溶蚀缝多见于泥质粉砂岩夹泥质条带中，缝宽1~2 mm，缝长10~15 cm［图4（a）］。
2.2.4 物性
2.3 烃源条件
2.4 输导体系与成藏
2.4.1 输导体系
为了明确小河坝组裂缝发育情况，依托三维地震资料，采用曲率与蚂蚁体属性开展裂缝预测。蚂蚁追踪技术又称为断裂自动追踪技术，基于蚁群算法的正反馈机制，在对地震数据体进行数据平滑、边缘检测等一系列解释性处理后，在叠后地震不连续性属性基础之上，通过类似蚂蚁系统的追踪方法完成断层和裂缝的追踪与预测［28］。曲率属性是一种间接识别裂缝发育位置的方法，对于脆性岩石而言，曲率越大，裂缝越发育。
综合分析认为龙马溪组所产生的页岩气经由裂缝通道垂向运移至小河坝组，局部区域砂岩受构造应力影响，裂缝发育，成为质量较好的储层。发育纵跨龙马溪组、小河坝组的裂缝体系是小河坝组有效成藏的关键因素。
2.4.2 成藏过程
小河坝组气体包裹体表明天然气成藏期为晚燕山期，此时，输导体系和裂缝储集空间已经形成，通源裂缝沟通龙马溪组烃源岩，使得页岩气沿裂缝运移至小河坝组，形成裂缝型气藏。
2.4.3 保存条件
3 成藏模式
3.1 含气特征
气测显示不受构造形态控制，且同平台及邻平台各井气测显示差异大，表现为气测异常部位不同、厚度不同、气测曲线形态不同，具有裂缝气藏特征。如位于阳春沟南斜坡的Y52、Y53平台位于逆断层上盘，断层断距为200~300 m，YY52-1井与YY52-2井相距260 m，YY52-2井在小河坝组中下部气测显示全烃为5%~64.9%，平均为42%，气测形态饱满，全烃异常厚度为146 m；YY52-1井在小河坝组顶部气测显示异常，全烃最高为38.5%，形态呈尖峰状，气测异常厚度为6 m。处于高部位的YY53-3井在小河坝组气测显示较差（图9）。位于东胜背斜构造高部位的SY27-3井、SY30-3井在小河坝组无气测异常显示，而位于构造较低部位的SY30-1井、SY30-2井在小河坝组有气测异常显示，2口井仅距305 m，但含气层差异较大，SY30-1井全烃最高为29.6%，厚度仅为2 m，呈尖峰状，而SY30-2井在小河坝组中部及底部均显示气测异常，全烃最高为85.4%，气测异常厚度为27 m（图10）。
阳春沟、东胜、平桥构造带在小河坝组均有气测显示，从显示结果来看，背斜区气测显示优于斜坡区，背斜区有20余口井气测显示异常，单井平均全烃一般为9.1%~88.7%，斜坡区有10口井钻遇气测异常显示，主要分布在阳春沟南斜坡，单井平均全烃一般为10.0%~63.0%（图1）。由于背斜区受到顶部的张力作用，裂缝较斜坡区更发育，FMI成像测井也验证了这一结果，位于东胜背斜的SY1井小河坝组下部发育17条高阻缝，6条高导缝，位于斜坡的SY9-1井小河坝组发育8条高阻缝，4条高导缝。此外，构造改造强度越强、天然裂缝越发育，阳春沟构造带受两期构造运动影响［26］，裂缝较东胜、平桥更为发育，因此在阳春沟南斜坡小河坝组也见较好含气显示。
3.2 成藏模式
小河坝组的储层特征、储集空间及气测特征表现出裂缝控藏控储的特征，形成裂缝型成藏模式（图11）。龙马溪组页岩气通过垂向通源裂缝运移至小河坝组裂缝型储层，受岩性致密控制，或上覆韩家店组的封闭性，天然气在裂缝中聚集成藏。在裂缝相对发育的背斜构造、阳春沟南斜坡分布较多，而裂缝欠发育的东胜南斜坡、平桥南斜坡分布较少。
利用该模式指导老井SY33-2HF井上返测试，小河坝组气测全烃平均为35.2%，压裂段长为198 m，测试日产气7.0×104 m3，取得了小河坝组的突破。
4 结论
（1）渝东南南川地区小河坝组形成于三角洲前缘、前三角洲环境，主要岩性为灰色粉砂岩、灰色泥质粉砂岩及灰色粉砂质泥岩，矿物以石英为主。
（2）小河坝组岩性致密，具有强压实特征，成岩作用强。储集空间类型为裂缝及无机孔。储层在横向及纵向上非均质性强，相距较近的井气测特征不同。
（3）小河坝组气藏形成于晚燕山期，为下生上储成藏组合，天然气经通源裂缝由龙马溪组运移至小河坝组，在裂缝发育区形成裂缝型气藏，裂缝是成藏的主控因素，裂缝发育区气测显示好，含气性不受构造控制，形成裂缝型成藏模式。
甘公网安备 62010202000678号
